Проектирование электроснабжения горно-обогатительной фабрики

 

 

Допустимая реактивная нагрузка тр-ра , Q1,квар	Мощность конденсаторной батареи , Qн.к=Qр-Q1, квар	Коэф. Загрузки тр-ров,	Потери холостого хода, ∆Рх, кВт	Потери короткого замыкания, ∆Рк, кВт	Ток холостого хода , Iх, %	Напряжение короткого замыкания, Uк,%
15	16	17	18	19	20	21
1632,1	0,0	0,64/1,3	3,85	23,5	1	6,5
2351,8	2395,1	0,8/1,07	3,85	23,5	1	6,5
1698,1	0,0	0,7/1,5	3,85	23,5	1	6,5
379,6	124,9	0,8/1,6	1,25	7,6	1,7	5,5
1403,3	0,0	0,7/0,98	1,9	10,8	1,4	5,5
361,1	266,4	0,85/1,7	1,25	7,6	1,7	5,5
7826,0	2786,4		15,95	96,5

 

Потери активной мощности, ∆Рт, кВт	Потери реактивной мощности, ∆Qт, квар	Активная мощность потребляемая трансформаторами, Рр+∆Рт ,кВт	Реактивная мощность потребляемая трансформаторами, Q1+∆Qт ,квар	Полная мощность потребляемая трансформаторами, Sт ,кВА
22	23	24	25	26
37,8	258,0	2774,7	1890,1	3357,3
75,6	258,0	7722,1	2609,8	8151,2
37,8	258,0	3272,4	1956,1	3812,5
12,2	65,8	946,0	445,4	1045,6
35,2	98,4	2601,8	1501,7	3004,1
13,5	71,5	1021,8	432,6	1109,6
212,1	1009,7	18338,8	8835,7	20480,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5 Расчет схемы внешнего электроснабжения

 

5.1 Выбор напряжений.

 

Определяется значение номинального напряжения по эмпирической формуле Стилла:

; (5.1)

 

где l - длина питающей линии, км;

      Р_рп - активная расчетная мощность предприятия, МВт;

 

Р_рп=Р_р.н+Р_ро+Р_рв+ΔР_т; (5.2)

 

      ∆Р_т∑ = 212,1кВт

 

Р_рп=13802,9+4323,9+9662,4+212,1=28 МВт;

 

 

Из стандартного ряда напряжений принимаем: U_н= 110 кВ.

 

5.2 Выбор числа и мощности  трансформаторов ГПП.

 

Выбор числа  трансформаторов на подстанции производится в соответствии с категориями электроприемников.    Принимается двухтрансформаторная подстанция.

Выбор мощности трансформаторов производится в  соответствии с 

ГОСТ 14209-85.

Полная  расчетная мощность предприятия определяется с учётом значения реактивной мощности, выдаваемой энергосистемой:

; (5.3) 

где Р_рп - активная расчетная мощность предприятия;

      Q_э1 - экономическое значение реактивной мощности передаваемое 

              предприятию от энергосистемы в часы наибольших нагрузок 

              энергосистемы;

Q_э1=P_рп∙tgφ_э1; (5.4) 

      здесь tgφ_э1 – экономическое значение коэффициента реактивной мощности:

; (5.5) 

                здесь tgφ_эн - экономическое значение коэффициента реактивной  

мощности  по нормативному методу;

; (5.6) 

                          здесь tgφ_Б = 0,5 - базовый коэффициент реактивной мощности при  
                                                напряжении внешнего электроснабжения 110 кВ;

                                      К - коэффициент, учитывающий отличие стоимости  

                                            электроэнергии в различных энергосистемах

                                            (для «Оренбургэнерго» К = 0,8);

                                      d_М - отношение потребления активной мощности

                                           потребителем в квартале максимальной нагрузки

                                           энергосистемы к потреблению в квартале его 

                                           максимальной нагрузки (при курсовом и дипломном

                                           проектировании d_М =1);

                          К₁ - отношение максимума активной нагрузки потребителя в i-ом

                         квартале к ее значению в квартале максимальной нагрузки

                         потребителя (для учебного проектирования К₁ = 1);

                               tgφ_н – натуральный коэффициент реактивной мощности;

Q_э1=28*0,625=17,5 Мвар;

Рис 1 Суточный график нагрузок

     

Рис 2  Годовой  график нагрузок

 

Для максимального  суточного графика работы потребителей подстанции (рис.1) находим среднеквадратичную мощность:

    (5.7) 

Sск = =0,58

   Т_м = 5431 ч.

Ориентировочная номинальная мощность каждого из трансформаторов будет равна:

; (5.8)

 где n - число трансформаторов на подстанции;

Ориентировочно  принимается два трансформатора по 16000 кВА;

Выбранные трансформаторы проверяются на систематическую  перегрузку:

 

; (5.9) 

 

Пересечением  линии суммарной номинальной  нагрузки с графиком находится участок  наибольшей перегрузки, (зона перегрузки лежит выше указанной линии);

Время перегрузки h = 4 ч

Определяется  коэффициент начальной загрузки трансформаторов.

К1 = * = * = 0,8            (5.10)

Определяется  коэффициент перегрузки.

К2 =  * = * = 1,03                             (5.11)

 

   Определяется  коэффициент аварийной перегрузки:

 

; (5.12)

Используя исходные данные:

Время перегрузки h = 24 часов;

К₁ = 0,8;

Эквивалентную зимнюю температуру охлаждения для  Оренбурга Θ_охл = -13,4⁰С, определяется К_2ав.доп

-20⁰ - К_2ав.доп =1,6

-10⁰ - К_2ав.доп =1,5

Определяется  выполнение условий при аварийной  нагрузке.

К2ав.доп≥К2ав    1,534<1,59

Условие  не выполняется, окончательно принимается  трансформаторы ТРДН-25000/110/10/6

 

Результаты  выбора трансформаторов ГПП заносим  в таблицу 5.

 

 

Тип трансформатора	Uвн, кВ	Uнн1, кВ	Uнн2, кВ		ΔРхх, кВт		ΔРк, кВт		Iх, %		Uк, %
ТРДН – 25000	110	10,5	6,3	30,75		120,5		0,45		10,5

Таблица 5 - Выбор трансформаторов ГПП

 

 Потери  мощности в трансформаторах ГПП  определяются по формулам:

 

ΔР =2(30,75+0,7²∙120,5) =179,6 кВт;

 

   Потери  электроэнергии в трансформаторах  ГПП: 

 

ΔW=N(ΔP_х∙Т_г+β²_доп∙ΔP_к∙τ); (5.13)

 

где τ - время  наибольших потерь;

; (5.14)

        здесь T_м – число часов использования максимума нагрузки;

 

;

ΔW=2(30,75∙8760+0,7²∙120,5∙3898,4)= 999 102,1 кВт∙ч;

 

 

5.3 Выбор схемы электрических соединений ГПП

 

1. Схема должна обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей в нормальном, послеаварийном и ремонтном режиме.
2. Схема подстанции должна быть простой и наглядной.
3. Схема должна обеспечивать необходимый транзит мощности.
4. Схема должна обеспечивать выполнение принципа глубокого секционирования.
5. Схема должна обеспечивать применение устройств релейной защиты и автоматики.
6. Схема должна быть экономически рациональной.

 

 

 

 

 

                                             Рисунок 3 - Схема ГПП.

 

 

 

Описание  схемы.

Исходя  из категоричности электроприемников  на ГПП устанавливаются два трансформатора с расщепленной обмоткой ТРДН-25000/110. На стороне 6,10 кВ устанавливаются секционные выключатели т.к. они простые в обслуживании и замене на новые. На высокой стороне устанавливаются перемычки с автоматическими выключателями, т.к. переключение невозможно произвести в ручную.

 

5.4 Расчет  токов короткого замыкания

 

Расчетные точки  трехфазного к.з. :

- на вводах трансформаторов  ГПП;

- на шинах НН трансформаторов  ГПП;

Рисунок 4 Схема замещения

 

1. Uб1 = 115 кВ; Uб2 = 6,3 кВ; Uб3 =10,5 кВ; Sб = 100МВА.
2. X1 = = =0,06                                                                                 (5.15)

     X2=X3=X0*l * =0,4*26* =0,07                                                (5.16)

     X4=X5= * = * =0,05                            (5.17)

      

     X6=X7=Х8=Х9= * = * =0,735 

 

К-1

Хрез. К-1 = X1+X2 = 0,06+0,07 = 0,13                                                                 

Iб1= = =0,5 кА                                                                                   

I_к1 = = =3,8 кА 

Значение постоянных времени затухания:

К_у.вн=1,608; К_у.нн=1,82;

T_а.вн=0,115; T_а.нн=0,01;

Ударный ток:

  Iу₁ = *Ку* I_к1=1,41*1,608*3,8=8,6 кА                                          (5.18)

 

Расчетное время для которого определены токи к.з.

                                                             t_с.в=t_в+ t_р.з.,с, (5.19)

где t_в = 0,04 - собственное время срабатывания выключателя;

t_р.з =0,01 ÷ 0,02 - время срабатывания релейной защиты;

t_с.в =0,04+0,01 = 0,05с;

Полный импульс среднеквадратического  тока:

; (5.20)

где Т_а = 0,115 с – постоянная времени затухания апериодической составляющей тока КЗ

 

К-2

Преобразуем схему

Рисунок 5

 

Х10 = Хрез. К-1 + х4= 0,11+0,05 = 0,16     

Рисунок 6

Хрез К-2 = Х11 = Х12 = Х10+Х9+ = 0,16+0,735+ =2,11

         Iб2= = =9,16 кА